UA69400C2 - Рідина для глушіння свердловини - Google Patents
Рідина для глушіння свердловини Download PDFInfo
- Publication number
- UA69400C2 UA69400C2 UA2000084822A UA200084822A UA69400C2 UA 69400 C2 UA69400 C2 UA 69400C2 UA 2000084822 A UA2000084822 A UA 2000084822A UA 200084822 A UA200084822 A UA 200084822A UA 69400 C2 UA69400 C2 UA 69400C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- savenol
- well
- sodium hydroxide
- prevocel
- neonol
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 4
- 230000001629 suppression Effects 0.000 title abstract 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 45
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 241001493096 Apple stem pitting virus Species 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 2
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Рідина для глушіння свердловин містить 0,05 мас. % жириноксу або ріпоксу, або превоцелу, або неонолу, 0,05-3 мас. % савенолу, 0,1-2 мас. % гідрооксиду натрію та пластову воду (решта до 100%), що покращує процес глушіння свердловини за рахунок відмиву асфальтосмолопарафінистих відкладів з поверхні підземного обладнання ще у стовбурі свердловини та збільшує коефіцієнт відновлення проникності нафтонасичених пластів.
Description
Опис винаходу
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до глушіння свердловин та їх обробок 2 поверхнево-активними речовинами.
Відомий спосіб глушіння свердловини, що передбачає використання розчину хлориду натрію або кальцію з введенням 0,05-0,390 неіоногенної поверхнево-активної речовини типу ОП-10, превоцелу, неонолу та інших (Довідник з нафтогазової справи /за ред. В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука.- К.: Львів, 1996. -
Стор.419). Введення НПАР у склад рідини сприяє поліпшенню стабілізуючої здатності та підвищенню поверхневої активності рідини для глушіння, що позитивно впливає на колекторські властивості продуктивних пластів. Однак, вказаний розчин має деякі недоліки. По-перше, він володіє недостатніми нафтовідмиваючими властивостями. Особливо цей фактор стає важливим при глушінні свердловин, що характеризуються асфальтосмолопарафінистими відкладами (АСПВ) на поверхні підземного обладнання. При проведенні підземного чи капітального ремонту свердловини це призводить до ускладнення підйомних робіт, екологічного забруднення присвердловинної ділянки, необхідності проведення додаткових робіт по очистці насосно-компресорних труб від АСПВ. По-друге, вказаний розчин володіє недостатніми відновлюючими властивостями при попаданні у нафтонасичені пласти.
Метою запропонованого винаходу є створення рідини для глушіння свердловини, в якому за рахунок використання нових реагентів досягається більш краще відновлення проникності продуктивних пластів, забезпечується проведення ремонту свердловини без ускладнень та екологічного забруднення території.
Це досягається шляхом додаткового введення у суміш пластової води та неіоногенної поверхнево-активної речовини савенолу та гідрооксиду натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас.9о: жиринокс, або ріпокс, або превоцел, або неонол 0,05-3 с савенол 0,05-3 Го) гідрооксид натрію 0,1-2 пластова вода решта, при цьому у випадку значної приймальності свердловин розчин додатково містить 0,05-0,595 поліакриламіду. | «в)
Використання запропонованої рідини дозволяє покращити процес глушіння свердловини при проведенні о ремонту за рахунок відмиву асфальтосмолопарафінистих відкладів з поверхні підземного обладнання ще у стовбурі свердловини, збільшити коефіцієнт відновлення проникності нафтонасичених пластів, покращити умови Ж роботи бригади підземного та капітального ремонту свердловин, не допустити екологічного забруднення Фу присвердловинної ділянки.
Відмив асфальтосмолопарафінистих відкладів запропонованою рідиною досягається за рахунок кращих (Се) нафтовідмиваючих властивостей. Так, експериментальними дослідженнями на моделі пласта при використанні нафти Рибальського родовища встановлено, що відомий розчин, який містить 0,295 превоцелу МО-12 на пластовій воді забезпечує витіснення 12,495 залишкової нафти. В той же час рідина, що містить 0,296 превоцелу «
МОо-12, 0,295 савенолу та 195 гідрооксиду натрію на пластовій воді в тих же умовах забезпечує витіснення 31,79 залишкової нафти. В умовах відкладень АСПВ на поверхні обладнання, до яких є кращий доступ, їх відмив буде - с ще кращим. Таким чином, заповнення стовбура свердловини запропонованою рідиною дозволить, в основному, ч ліквідовувати АСПВ на поверхні обладнання, що відповідно при підйомі НКТ дозволить отримувати відносно я чисті труби. А це відповідно дозволяє проводити їх підйом без ускладнень, забезпечує екологічну ситуацію навколо свердловини у задовільному стані завдяки непопаданню нафти та відкладів на поверхню грунту, покращує умови роботи бригади завдяки чистоті труб та відсутності додаткової підготовки НКТ до повторного б» опускання (необхідність у пропарці труб для зняття АСПВ відпадає). со В процесі ремонту свердловини рідина глушіння може попадати у продуктивний пласт, що призводить до погіршення її колекторських властивостей. Наприклад, після нагнітання пластової води у нафтонасичений керн з ве початковою проникністю 0,0012мкм2 коефіцієнт відновлення проникності складає 68,395. Використання відомого о 20 розчину для глушіння (0,295 превоцелу на пластовій воді) дозволяє збільшити коефіцієнт відновлення до 79,795.
Застосування запропонованої рідини (0,295 превоцелу, 0,295 савенолу, 195 гідрооксиду натрію на пластовій воді) ме, дозволяє покращити коефіцієнт відновлення проникності до 85,2905, тобто на 5,595. А це в кінцевому результаті дозволяє мінімально втрачати видобуток нафти після ремонту свердловини. У випадку наявності АСПВ у привибійній зоні коефіцієнт відновлення буде переважати 10095 за рахунок виносу АСПВ та відновлення 25 природної проникності пласта.
Ф! Технологія використання запропонованої рідини полягає в наступному. Завчасно готують рідину для глушіння. Для цього послідовно у пластовій воді розчиняють жиринокс (або ріпокс, або превоцел, або неонол), о савенол та гідрооксид натрію. При незначному відкладенні АСПВ готують розчин, що містить 0,05-0,1906 НПАР, 0,05-0,190 савенолу, та 0,1-0,590 гідрооксиду натрію. При значних відкладах готують розчин, що містить 0,1-1905 60 НПАР, 0,1-195 савенолу та 0,5-1965 гідрооксиду натрію. При ускладнених роботах готують концентрований розчин, що містить 1-395 НПАР, 1-395 савенолу та 1-295 гідрооксиду натрію. Для свердловин із великою приймальністю або сильним поглинанням у рідину додатково вводять 0,05-0,595 поліакриламіду, що дозволяє зменшити кількість рідини, що проникає у продуктивний пласт. Після приготування рідини, заповнюють нею стовбур свердловини. При необхідності витримують 1-24 години або здійснюють циркуляцію розчину для кращого бо відмиву АСПВ. Після цього приступають до ремонту свердловини. Приклади приготування запропонованої рідини: -Д-
Приклад 1. У 99,7г ( 99,7мас.9У5) пластової води послідовно розчиняють 0,1г (0,їмас.9о) поліакриламіду, 0,О5г (0,05мас.бо) жириноксу, О,05г (0,О05мас.бо) савенолу та 0,1г (0О,Тмас.бо) сухого гідрооксиду натрію.
Приклад 2. У 98,6г (98,б6мас.бо) пластової води послідовно розчиняють 0,2г (0,2мас.9о) превоцелу МО-12, 0,2г (О,2мас.бо) савенолу та 1г (Імас.9о) сухого гідрооксиду натрію.
Приклад 3. У 92г (92мас.9Уо) пластової води, підігрітої до 50-60"С, послідовно розчиняють Зг (Змас.9о) неонолу АФо-12,3г (Змас.9о) савенолу та 2г (2мас.бо) сухого гідрооксиду натрію.
Суттєвими відмінностями запропонованої рідини для глушіння свердловини від відомої є: 1) рідина додатково містить 0,05-39о савенолу; 76 2) рідина додатково містить 0,1-295 гідрооксиду натрію;
З) рідина додатково містить 0,05-0,590 поліакриламіду.
Claims (2)
1. Рідина для глушіння свердловини, що містить пластову воду та неіоногенну поверхнево-активну речовину, яка відрізняється тим, що додатково містить савенол та гідрооксид натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас. 90: жиринокс або ріпокс, або превоцел, або неонол 0,05-3 савенол 0,05-3 гідрооксид натрію 0,1-2 пластова вода решта.
2. Рідина за п. 1, яка відрізняється тим, що додатково містить поліакриламід при наступному співвідношенні с 29 компонентів, мас. 96: Го) жиринокс або ріпокс, або превоцел, або неонол /0,05-3 савенол 0,05-3 гідрооксид натрію 0,1-2 о поліакриламід 0,05-0,5 ав! пластова вода решта. «І у. й й й 0. Ге) Офіційний бюлетень "Промислоава власність". Книга 1 "Винаходи, корисні моделі, топографії інтегральних мікросхем", 2004, М 9, 15.09.2004. Державний департамент інтелектуальної власності Міністерства освіти і «О науки України. -
с . а (е)) (се) Сг» о 50 «2 (Ф) ко бо б5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (uk) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Рідина для глушіння свердловини |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (uk) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Рідина для глушіння свердловини |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA69400C2 true UA69400C2 (uk) | 2004-09-15 |
Family
ID=74844370
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (uk) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Рідина для глушіння свердловини |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA69400C2 (uk) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548076C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Способ очистки резервуаров, предназначенных для хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов |
| RU2548077C2 (ru) * | 2013-03-12 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Способ очистки резервуаров, предназначенных для хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов при отрицательных температурах окружающей среды |
-
2000
- 2000-08-14 UA UA2000084822A patent/UA69400C2/uk unknown
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548076C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Способ очистки резервуаров, предназначенных для хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов |
| RU2548077C2 (ru) * | 2013-03-12 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Способ очистки резервуаров, предназначенных для хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов при отрицательных температурах окружающей среды |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Portier et al. | Chemical stimulation techniques for geothermal wells: experiments on the three-well EGS system at Soultz-sous-Forêts, France | |
| EP2970742B1 (en) | Composition and method for remediation of near wellbore damage | |
| US7691790B2 (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| Mahmoud et al. | High-temperature laboratory testing of illitic sandstone outcrop cores with HCl-alternative fluids | |
| US20020125010A1 (en) | Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same | |
| EA006086B1 (ru) | Способ заканчивания нагнетательных скважин | |
| DE112010004042T5 (de) | Kohlenwasserstoffbetriebsfluide und Verfahren zu deren Verwendung | |
| NO326471B1 (no) | Behandlingsblanding | |
| MY135450A (en) | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations | |
| EA003685B1 (ru) | Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе | |
| US20080312108A1 (en) | Compositions and process for recovering subterranean oil using green non-toxic biodegradable strong alkali metal salts of polymerized weak acids | |
| NO322161B1 (no) | Fremgangsmåte for å forbedre permeabiliteten i en petroleumsinneholdende undergrunnsformasjon | |
| RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| CN104284961A (zh) | 用于原油的增强开采的解吸剂 | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US3690376A (en) | Oil recovery using steam-chemical drive fluids | |
| DE112010004045T5 (de) | Kohlenwasserstoffbetriebsfluide und Verfahren zu deren Verwendung | |
| Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
| US20190040299A1 (en) | Preflush chemicals for scale inhibitor squeeze | |
| Xie et al. | Wettability alteration to increase deliverability of gas production wells | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| UA69400C2 (uk) | Рідина для глушіння свердловини | |
| NO302840B1 (no) | Fremgangsmåte ved behandling av sandstensformasjoner | |
| US20150065399A1 (en) | Methods and Compositions for Enhanced Acid Stimulation of Carbonate and Sand Stone Formations | |
| Sheng | Alkaline-polymer flooding |